江汉油田超高压注水管柱技术研究与应用.doc

江汉油田超高压注水管柱技术研究与应用徐峰 (中石化江汉油田分公司采油工艺研究院 )摘要超高注水管柱是针对低渗透油田注水压力高的实际情况而设计的，本文着重介绍 超高压注水工艺管柱的结构、工作原理，通过管柱力学计算分析超高注水管柱技术在现场应用 中需要解决的主要技术问题及并提出了解决办法，简要介绍了江汉油田的现场应用情况，提出 了几点建议‘_‘-_J- 刖昌深层低渗透油藏，由于地层物性较差，注水难度大，江汉油田的王广区、广二 区、黄场、东区、西区、严河等油区的绝大部分注水井注水压力高达 25 ～ 35MPa ，部 分井注水压力甚至超过 45MPa ，我们界定注入压力在 25 ～ 35MPa 的水井为高压注水 井，注入压力在 35 ～ 50MPa 的水井称为超高压注水井在这种压力下注水必须对 L 部套管进行保护，但普通注水管柱已不能满足在高压下长期工作的要求，限制了油田 后期的开发效果为了满足油田开发的需要，我们研制出一种适用于超高压注水的管 柱及其配套工具，并通过实践中的探索和应用分析，不断完善，使江汉油田的超高压 注水技术真正成熟起来，并在现场应用中取得很好的效果，满足了油田生产 需要。

l超高压注水管柱的结构、工作原理及技术指标超高压注水工艺管柱分为普通锚定式高压注水管柱 (结构如图 1所示 )和带伸缩补偿的锚 定式高压注水管柱 (结构如图 2所示 )该工艺管柱保证了在高压下不渗漏，有足够的可靠性 和安全性其可靠性表现在施工中不会因压力波动、压差变化等原因导致封隔器窜动、位 移、失封，其他配套工具和管柱不因受力变化而发生断裂等1． 1该管柱的工作原理 在油管内液体压力的作用下，水力锚锚爪向外伸出并与套管咬合，封隔器坐封活塞上行打开限位机构，推动卡瓦锚定部分上行并压缩胶筒，实现坐封和锚定，同时锁紧机构进入锁 紧状态之后球座打开，沟通油管进入地层的注水通道，实现保护套管注水停注后，油管 内液体压力消失后，水力锚锚爪在弹簧力作用下收回，上提管柱，封隔器中心管与外层各部 分发生错动鳃除锁紧状态，其他各部分在摩擦力和弹性力作用下恢复原位，实现封隔器的 解封1． 2技术指标外径： 91114mm 工作压力： 60MPa内径： q,50mm 工作温度： 135℃11 1 聿 矗牟 — ， 管柱伸缩补偿器【】 ] 反循环洗井压井开关 反循环洗井压井开关 (上_—— 亡 白白安全接头 安全接头￡ 毒 ￡ 鼋矿 1 Y241封隔器 (带水力 # r Y241封隔器 (带水力铂士 士 坐封球座 占 { 坐封球座占 毛 筛管+丝堵 占 马 筛管 +丝堵人工井底 人工井底图 1 普通锚定式超高压注水管柱 图 2带伸缩补偿的锚定式超高压注水管柱2主要技术问题及解决办法超高压注水管柱较普通注水管柱承压要求更高，封隔器承受的压差 大，对封隔器及锚定器的指标提出更高的要求；超高压注水管柱又不同 与一般的酸化、压裂等措施管柱，在高压工况下，要达到较长的使用寿 命，管柱受温度、压力变化影响大，管柱伸缩变形严重，管柱更容易失 效，因而对管柱工艺提出了更高的要求。

针对超高压注水管柱对工艺要求的特殊性，主要通过以下方式加以 解决2． 1通过水力锚与封隔器的独特设计提高管柱的承压能力和并具 备更好的锚定性能Y241封隔器采用水力锚与封隔器合为一体的结构，其结构见图 3所 示，使封隔器的结构更为紧凑，胶筒承受的下压力产生的上顶力可通过 外套直接作用在水力锚上，提高了锚定的可靠性，防止封隔器向上窜动 和位移封隔器设计有防止封隔器向下位移的单向卡瓦锚定机构，缩小 封隔器胶筒上下的锚定距离，保证封隔器的卡点稳定，使胶筒不会应压 力波动产生上下移动，保证管柱及封隔器更加安全可靠地工作仅仅解决封隔器密封和锚定还不能完全满足长期高压下注水的需要，通常注水管柱及封隔器的承压指标能够满足注水压差的情况下，影图 ≥ 黜器嚣裂摆瞧艚粕勖、激姚雠黼辙嬲憾的l一水力锚部分． 2．2 坐封前反循环洗井消除管柱因温度变化引起的管柱伸缩变形， !；富警墓裘磊．分 我们假定注水井基本数据如下：封隔器深度： 3000m ； 地层温度与井口温度差： 100℃ 根据温度梯度的变化关系，假定温度的变化量与井深成正比，得温度随深度的变化量关系式为：AT=器 ￡则管柱的伸缩量为：△￡ ，： ’『_ 必砒：甜： 000揣 LdL：，． 2×， o—s×器 ×[吉 ￡2]_=，． 8m式中 p——钢材的线膨胀系数， I／。

C，一般取卢 =1． 2 X 105／℃；L——封隔器深度，m可见，温度变化对管柱伸缩变形的影响很大，必须减小或消除，可以采取在封隔器坐封 前进行反洗井的办法，使得井口和井底温差减小，由于注水的排量小于洗井排量，因而注水 时的井底温度变化不会高于反洗时的温度变化采取上述措施后因素温度效应引起的管柱收 缩量不用考虑需强调说明的是：如不进行反洗井温度效应引起的管柱收缩量影响将会 很大2．3 应用管柱伸缩补偿器措施减小或消除管因压力引起的管柱伸缩变形 以下是管柱受力分析及伸缩变形量分析计算 我们假定注水井基本数据如下：坐封压力： 25MPa ； 封隔器深度：3000m ； 套管内径： 124mm ； 注水压力： 40MPa ； 油管规格：2％ UP TBG (1) 封隔器坐封时的管柱变形量封隔器坐封时，当油管内的压力高于套管环空的压力时水力锚启动，当封隔器坐封过程 启动后又有单向卡瓦的支撑作用，在坐封过程中封隔器不会发生移动，坐封后管柱长度仍为 座封前自由悬重时的长度，因此，可以不考虑封隔器坐封过程中的管柱变形量对管柱受力的 影响2) 注水时的管柱变形量 封隔器坐封后，坐封球座打开，油管内压产生活塞效应引起的管柱伸长趋势消失，油管内压力产生的鼓胀效应使油管有缩短的趋势。

此时管柱收缩量为 AL=五勰 =2』董 {揣 105 73踏 62=o． 9-m 一 ‘—E(． D2一 d2) 一 2× X (2 — 2)式中 L——封隔器深度， m； D——管柱外直径，mm； d——管柱内直径，mm； E——钢材弹性模量， E=2． 0593965×105MPa； p——座封时的井口压力，MPa； 口——钢材的泊松比，取0．3113(3) 管柱受力分析① 封隔器坐封后，在高压注水时，封隔器下压力远大于上压力，因此封隔器要承受很 大的上顶力： Fl：地辱尘 P：坐丛粤幽 ×40： 362kN式中 ，， ——封隔器承受的上顶力， kN； P——封隔器上、下压力差， MPa其余符号同前② 高压注水管柱在正常注水时管柱缩短，由于管柱上端坐在油管挂上所以产生了向上的拉力： F2：百 kAL：嬲： 74． 3×10kN： 743kNlOkNz 2—矿 —菊石 r 2·× 2 143kN式中 F2——封隔器受到向上的拉力， kN； H——封隔器下入深度，m； 矗——油管计算系数，2450；△三——膨胀效应引起的管柱缩短量，cm所以如不采取补偿措施的情况下注水时封隔器受到的上顶力与油管上拉力之和为：F=FI+F2=362+743=1105kN大于水力锚的设计抗上顶力指标 (650kN) ，因此，要保证封隔器在井底不发生蠕动，有 必要采取一定的管柱伸缩补偿措施。

4) 管柱伸缩变形的补偿方法 方法一：管柱伸缩补偿器补偿法 利用 KZL 一 110 管柱伸缩补偿器对管柱伸缩变形进行补偿，根据前述计算可知，在我们设定的井深、温度、压力下，管柱的最大伸缩变形量为 0． 91m ， KZL 一 110 管柱伸缩补偿器 最大补偿距离为 1． 5m，完全满足超高压注水管柱伸缩补偿的要求方法二：下压管柱补偿法通过每 3000m 管柱深度下压 0． 6m的管柱长度加以补偿下压管柱以后，封隔器承受的匕拉力与封隔器承受的上顶力之和减少至 F， =半 ¨=巡 ≮ 茅型×10+362=615kN式中符号同前；小于水力锚的设计抗上顶力指标 (650kN)，满足管柱伸缩补偿的要求3现场应用情况江汉油田超高压注水管柱从 2001 年 6月开始研究， 9月进入现场试验，到目前为止已现 场应用三年多的时间，应用过程大致可分为三个阶段3． 1现场试验阶段该管柱从 2001 年 9月进入现场试验到 2002 年 12月通过鉴定，共在江汉油田试验 8口 井，管柱如图 1，均取得较好的效果，大部分井生产时间均在 300 天以上，最长生产时间达 到 374天试验阶段的成功经验在于，从设计、配管柱、盯管柱、座封均有科研人员现场参l】4与，洗井、刮管等施工步骤完善，作业质量高，且初期的井况也较好，管柱伸缩变形影响 不大。

3． 2现场推广应用阶段到 2003 年 11月，共应用 21口井 31井次，除个别井次出现过返工现象外，其余井次作业后均效果良好，作业效果已成下降趋势2004年，共作业应 18口井用 32井次，作业效果明显下降，主要表现在作业失败返工次 数增加，部分井甚至连续返工多次仍达不到效果，如：广 5—16井一年内作业三次，套压仍 很快升高；高 3—2井一年内连续作业四次仍不理想；广 2—13井、广 201 井作业后套压一 直升高，需频繁放套压；其余井作业效果下降虽不明显，但有效期也呈下降趋势分析原因，除现场作业质量下降外，主要原因在于套管、井筒质量下降，管柱伸缩变形 的影响比较突出3． 3改进完善阶段2005年年初，江汉院与江汉采油厂共同针对超高压注水井出现的问题进行多次结合， 经过认真分析和探讨，对施工工序进行了完善，对管柱伸缩变形采取了补偿措施，同时采油，一、采油院以及作业处加强了作业指导和监督，超高压注水施工工艺成功率全面提高2005年已作业 14口井，除高 3—2因地面管线穿孔，地层污水回吐堵塞地层造成注不进 重新作业一次其余井次效果均比较理想，尤其是广 5—16、高 3—2、广 2—13、广 201等过 去反复作业失败的井，今年一次作业取得成功，高 3—2连续作业 2次，效果都很好，这些 井到目前为止仍持续有效。

4几点建议由于超高压注水井长期在高压下工作，由于地应力变化和套管内压力的影响，套管易发生变形，同时由于套管内壁必然会结垢和锈蚀，因此定期通井、查套是有必要的 超高压注水井的工艺管柱工作条件较为恶劣，部分超高压注水井结盐以及多数高压注水井作业后仍使用旧油管等情况，超高压注水井的免修期不宜过长，否则管柱各种问题变得更 为严重，建议控制在 1年以内，此外江汉油田有部分井结盐，在这些井上应慎用该项工艺技 术，防止卡管柱，造成高压注水井大修定期反洗井可以有效减少和缓解超高压注水井的结垢、结盐，建议加大 Y241 可反洗井封隔器的推广，使超高压注水管柱能实现注水过程中的定期反洗井，满足例行洗井的需要。